Propostas de Repactuação do Risco GSF Reunião Plenária ABRAGE 19/11/2015

Considerações Gerais Proposta de repactuação não reconhece a existência de um problema estrutural e, por isso, não prevê a solução mais adequada e definitiva para o mesmo. PLC 23/2015: previsão de estabelecimento pela ANEEL, a partir de 2016, da valoração e das condições de pagamento pelos geradores do MRE do deslocamento hidrelétrico provocado por (i) GFOM; (ii) importação, e (iii) energia de reserva, para empreendimentos estruturantes. Não se trata de “expurgos”. Regulamentação independente da repactuação.

Manutenção da preocupação com a não-solução para o caixa. Considerações Gerais Manutenção da preocupação com a não-solução para o caixa. “Ativos” não são securitizáveis. Mitigação possível para geradores aderentes: parcelamento dos valores acumulados (abril a agosto/2015) protegidos por decisões judiciais, com atualização pelo IPCA  5 meses em 15.

Tratamento para o ACR – Transferência de Risco Tratamento para o ACR parece definido  não há contradição entre o voto do relator do processo na ANEEL, a MP 688/2015 e o PLC 23/2015. Inelegibilidade: usinas objeto de concessões não prorrogadas antecipadamente; usinas que não lastreiam expressa e individualmente CCEARs; usinas que lastreiam contratos com término de vigência anterior a 31.12.2016.

Tratamento para o ACR – Transferência de Risco Transferência opcional do risco hidrológico nos CCEARs existentes, a partir de janeiro/2015. Assinatura de Termo de Repactuação do Risco Hidrológico - ACR. Prazo para adesão: 04/12. Prazo para desistência e renúncia: 14/12. A partir de janeiro/2016, compradoras assumem integral ou parcialmente, a depender da classe de produto escolhida pelo gerador, os ônus e bônus do GSF, via bandeiras tarifárias. Contrapartida: pagamento pelo gerador de prêmio de risco em favor das bandeiras tarifárias, a depender da classe de produto escolhida, a partir do fim do período de postergação.

Tratamento para o ACR – Transferência de Risco

Tratamento para o ACR – Transferência de Risco “Ativo financeiro”: exposição do GSF em 2015, abatida do prêmio de risco relativo à classe de produto escolhida  ressarcimento por meio de postergação do pagamento do prêmio de risco. Na hipótese de contratos com prazo remanescente insuficiente para o ressarcimento, gerador opta por: opção 1: extensão da concessão, calculada a partir do preço médio de venda dos CCEARs vigentes, com pré-venda no ACR ao mesmo preço médio, ou opção 2: extensão da concessão, calculada a partir de preço de referência definido pela ANEEL, para dispor livremente da energia.

Tratamento para o ACL – Transferência de Hedge Quatro versões de tratamento para o ACL, distintas na definição do ativo financeiro, na quantidade, prazo e preço de energia de reserva a ser assumida e no compromisso de assunção de energia de reserva incremental: MP 688/2015; PLC 23/2015; Minuta de resolução normativa ANEEL; voto do relator, lido mas não divulgado.

Tratamento para o ACL – Transferência de Hedge – PLC 23/2015 Assunção dos direitos e obrigações vinculados a energia de reserva existente, até 2018, e incremental, a ser licitada, a partir de 2019, até o final do prazo original da outorga. Assinatura de Termo de Repactuação do Risco Hidrológico - ACL. Quantidade mínima (existente e incremental): 5% da garantia física fora do ACR. Prêmio de risco: 10,50 R$/MWh (ou 210 R$/MWh aplicável aos 5% da garantia física fora do ACR). A partir de janeiro/2016: gerador continua com o risco de deslocamento hidrelétrico (GSF); gerador paga prêmio de risco; gerador aufere receita dada pela valoração da energia de reserva assumida e gerada ao PLD.

Tratamento para o ACL – Transferência de Hedge “Ativo financeiro”: exposição do GSF em 2015, abatida do prêmio de risco aplicável à quantidade mínima de reserva que deve ser assumida; e resultado da energia de reserva incremental assumida. Ativo financeiro máximo 2015 (por dedução): 29,77 R$/MWh. Ressarcimento do ativo financeiro por meio de duas opções: opção 1: extensão da concessão com pré-venda no ACR, a preço definido pela ANEEL, e/ou opção 2: extensão da concessão, podendo o gerador dispor livremente da energia. Gerador incorre em riscos “físico”, financeiro e econômico, a partir de janeiro/2016. Eventual resultado econômico negativo da energia incremental será compensado ao fim da concessão original.

Atratividade da Proposta no ACR Avaliação de risco judicial  custos de oportunidade. Obtenção (ou manutenção) de ação judicial protetora dos ônus do GSF de terceiros não aderentes. Apuração do VPL da proposta. Ganho direto  redução do risco versus prêmio de risco. Ganho indireto  redução da necessidade futura de hedge. Custo de capital próprio versus 9,63%. Percepções individuais: condições estruturais do SIN, risco futuro, preços de energia etc. Efeitos-caixa  impactos no curto prazo. Efeitos econômicos  resultado 2015, indicadores financeiros (covenants), dividendos e JCP, valor de mercado no curto prazo etc. Prorrogação da concessão  benefícios tangíveis e intangíveis. Efeitos contábeis e fiscais.

Atratividade da Proposta no ACL Avaliação de risco judicial  custos de oportunidade. Obtenção (ou manutenção) de ação judicial protetora dos ônus do GSF de terceiros não aderentes. Apuração do VPL da proposta. Prêmio de risco versus preços de energia. Custo de capital próprio versus 9,63%. Percepções individuais: condições estruturais do SIN, risco futuro, preços de energia etc. Riscos judiciais relativos à CONER. Efeitos-caixa  impactos no curto prazo. Efeitos econômicos  resultado 2015, indicadores financeiros (covenants), dividendos e JCP, valor de mercado no curto prazo etc. Prorrogação da concessão  benefícios tangíveis e intangíveis. Efeitos contábeis e fiscais.